1、水平井增产改造工艺,银川爱博森石油工程技术服务有限公司 2013年9月,目 的,1、确保施工质量 2、避免工程事故 3、提高单井产量,主 要 内 容,数量：我国每年水平井钻完井超1000口 产量：水平井单井产量为直井的25倍 应用：裂缝性油藏、稠油油藏、低渗透油藏、底水油藏,2005年以来，我国水平井数量以1000口井/年的速度增加。这些水平井多数以水平井裸眼直接下筛管完井。随着开发时间的延长，大约有20%的水平井水淹躺井，无法正常生产，严重困扰水平井技术的应用。为实施致密储层的水力压裂改造和水淹问题，套管完井被越来越广泛采用。,一、概 况,水平井完井方式,裸眼,固井射孔完井,筛管,裸眼完井,
2、裸眼分段改造完井,裸眼直接下筛管完井,带管外封隔器(ECP）的筛管完井,砾石充填完井,一、概 况,主 要 内 容,形成了适合于不同完井条件的多种水平井改造工艺技术,套管完井,裸眼完井,形成的工艺,筛管完井,二、水平井分段压裂改造技术,连续油管拖动布酸、酸化技术,1、投球选择性分段压裂,由于地层非均质性影响，水平井段吸液压力存在差别，液体会优先进入吸液压力较低的井段，造成长水平段液体分布不均匀。投球选择性分段压裂工艺利用特制堵塞球封堵射孔孔眼，强制液体在井筒内转向，多次交替可扩大整个水平井段的改造力度。,二、水平井分段压裂改造技术,1、投球选择性分段压裂,一、水平井分段压裂改造技术,2、填砂+液
3、体胶塞分段压裂技术,应用高分子材料，以低粘状态下注入水平井筒预定位置，在井筒温度和压力下，聚合形成类似橡胶的高弹性胶塞，实现水平井筒各改造井段之间的安全、有效隔离，作业后胶塞可定时软化易于清除。,二、水平井分段压裂改造技术,完成了8口井22层段的水平井分段压裂改造, 其中塞平-1井21.54t/d，效果明显。,2、填砂+液体胶塞分段压裂技术,二、水平井分段压裂改造技术,3、双封隔器（连续上提）分段压裂技术,封隔器参数,二、水平井分段压裂改造技术,3、双封隔器（连续上提）分段压裂技术,完成了薛平1井5段的压裂施工，在该井的现场施工中，一套入井工具经过了先后7次坐封和解封动作，工具完好，现场施工取
4、得了成功。,二、水平井分段压裂改造技术,4、机械桥塞封隔分段压裂技术,机械隔离工具特点：,核心工具 桥塞封隔筒,工具外径小（91mm),减小砂卡几率，安全、可靠、灵活。 桥塞具有密封、锚定双重功能，简化管柱结构，最大可能削减安全隐患。 工具性能（50MPa以上）达到国际同类产品。 配套的侧通滑套、双活门阀使管柱建立循环通道，可循环洗井，起下钻遇阻易处理。 工具抗腐蚀性能好，完全满足压裂、酸化需求。,二、水平井分段改造工艺技术,4、机械桥塞封隔分段压裂技术,二、水平井分段改造工艺技术,塞平5井桥塞坐封数据表,机械桥塞封隔压裂试油情况,桥塞在压前、压后均未漏失和移位现象,塞平5井在投产时只进行了裸
5、眼井段酸化解堵，措施后日产油1.56t，含水6.9%，分段压裂改造后，第一段日产油6.9m3,第二段日产油7.8m3; 目前日产液5.8m3/d、日产油3.3t/d、含水31，日增油1.74t, 是邻井日产油量的3倍左右，改造效果良好。,二、水平井分段改造工艺技术,水力喷射压裂工艺原理 水力喷射分段压裂技术原理是根据伯努利方程，把压能转变为动能。利用压裂车泵入高压液体形成高速水射流，在欲实施射孔作业井段定位后由高速流体或携带石英砂的高速流体对套管障碍物产生冲击，在套管上刺穿开孔并切割穿透岩层，高速流体的动能接触岩石后变为水压能，压开地层产生裂缝并由支撑剂充填，在水射流基部的涡流区由套管泵入液体
6、进行填充，从而保证所有支撑剂进入地层并对裂缝形成有效支撑。由于其钻具组合简单可靠，能有效降低破裂压力，加快施工进度，目前已成为鄂尔多斯盆地水平井分段压裂改造的主打工艺。,二、水平井分段改造工艺技术,5、水力喷射压裂技术,管 柱 结 构,油井,气井,单下封水力喷射管柱结构图,多簇水力喷射管柱结构图,不动管柱多级水力喷射管柱结构图,二、水平井分段改造工艺技术,（1）单下封水力喷射压裂联作工艺技术,单下封喷射压裂施工曲线,单下封水力喷射压裂联作工艺技术可实现已改造层段的有效封隔，而且一趟钻具压裂三段，解决了暂堵剂污染地层。2009年试验18口井97井次，单井喷射压裂施工最多为8井段，实现一套喷射工具
7、完成4段喷射射孔压裂，喷射射孔累计石英砂10.2m3、压裂注入陶粒累计65m3。目前该工具已相当成熟，在新平2井，王平5井和东平1井施工中，单喷枪都完成压裂3段，其中新平2井每段加陶粒40.0m3，通过喷射砂量10.2m3，累计通过压裂流体820m3，工具起出后完好。,二、水平井分段改造工艺技术,（2）水力喷射多簇分段压裂,目前水力喷射都是采用油管传输射孔、压裂。2010年该工艺进行了改进试验，即采用多簇水力喷射加砂压裂改造工艺，一趟钻具带2个喷射器，由此可扩大泄油面积，最大限度的改造地层，提高单井产能 。,二、水平井分段改造工艺技术,（3）不动管柱多级水力喷射压裂联作工艺技术,多级喷枪不动管
8、柱水力喷射与压裂联作管柱是由多级喷嘴与滑套组合，首先对第一段进行喷射压裂施工。第一段施工结束后在井口投入一定尺寸的钢球，钢球到位后油管加压，打落第二级喷射器滑套，喷射器打开，滑套落入对应的滑套座实现单向密封，此时对第二段进行施工，依次可进行多段水力喷砂射孔压裂联作的压裂工艺技术。,二、水平井分段改造工艺技术,苏6-16-1H井水力喷射压裂施工钻具示意图,二、水平井分段改造工艺技术,（3）不动管柱多级水力喷射压裂联作工艺技术,二、水平井分段改造工艺技术,（3）不动管柱多级水力喷射压裂联作工艺技术,6、连续油管拖动布酸酸化工艺,连续油管拖动布酸主要是针对下古马五储层水平井改造工艺技术。2007年气
9、井下古水平使用连续油管拖动布酸，目前已经为下古水平改造的一项主要工艺技术。最大作业井深5000m。,GP51-8井身结构,二、水平井分段改造工艺技术,二、水平井分段改造工艺技术,二、水平井分段改造工艺技术,主 要 内 容,三、液体技术现状及发展,1、国内外技术现状,发展方向,市场需求,关键点,非常规致密油气藏开发,三、液体技术现状及发展,2、压裂液体技术发展方向,长庆油田,a、超低浓度胍胶压裂液技术,近四年中石油及长庆油田瓜尔胶用量,三、液体技术现状及发展,3、特色液体技术介绍,通过分子设计，研发了新型长链多极性螯合交联剂，开发了超低浓度胍胶压裂液技术。该体系显著降低了胍胶稠化剂使用浓度、节约
10、了作业成本，同时减小了大分子稠化剂对致密油藏的堵塞伤害。,不同分子量HPG的临界重叠浓度(Menjivar，1984）,注：临界重叠浓度C* 理论上最小交联浓度，浓度低于C* 不可能形成化学交联,0.15%胍胶浓度条件下交联成胶，耐温能力可达 55 ；同等性能条件下稠化剂使用浓度可较常规体系减少50%。,新型交联剂增扩大了交联作用范围,三、液体技术现状及发展,3、特色液体技术介绍,a、超低浓度胍胶压裂液技术,采用具有极性C-O键的长链分子做为新型交联剂主链，在氧化条件下交联剂自身也同样发生降解断链；双重断链使得体系破胶更彻底。,交联剂中的自有氧较胍胶分子链极性C-O空间位阻更低，键更易断裂（破
11、胶环境要求低）； 临界重叠浓度条件下降解出低分子糖与断链的交联剂不会再次发生交联 （破胶彻底）。,破胶更彻底,超低浓度体系氧化破胶示意图,三、液体技术现状及发展,不同浓度压裂液的耐温能力,压裂液连续剪切流变曲线,（1）实现低浓度交联并具有良好的流变性能 （2）稠化剂用量降低，残渣量大幅降低 （3）体系摩阻低，滤失小，伤害低,超低浓度压裂液技术性能,不同羟丙基瓜胶浓度压裂液残渣量,通过现场摩阻对比及滤失分析：该液体体系降阻及造缝效率更高，滤失系数与以往压裂液体系相当。,三、液体技术现状及发展,现场规模化应用,该项技术已在长庆油田储层改造中规模化应用，特别是在水平井体积压裂试验中表现出良好的适用性
12、。,2012年超低浓度胍胶体系应用比例,体系在施工中配置简单、携砂稳定，压后破胶彻底，整体表现出稳定的施工性能。,三、液体技术现状及发展,具有低粘交联和可逆交联的特点,CJ2-3-硼离子交联是可逆过程,回收交联压裂液,控制pH值,（1）通过控制体系的pH值, 体系发生交联反应和解交反应相互转向； （2）再次交联的压裂液综合性能与原先体系几乎完全相同； （3）实现了对施工返排液体的回收再利用，方便了特殊区域的施工，节约了成本。,三、液体技术现状及发展,3、特色液体技术介绍,b、压裂液回收再利用技术-低分子环保压裂液,2005年,2006年,2007年,2008-2012年,在西峰油田完成了6口井
13、先导性实验；,完善了该体系，针对不同井深，确定了不同的配方体系，全年共试验37井次；,推广应用51井次,至2012年底，共计应用达到360井次，现场实践证明该体系已是一种成熟的压裂液体系。,低分子环保型压裂液应用历程,研发阶段,完善阶段,推广阶段,成熟阶段,现场应用历程,三、液体技术现状及发展,矿场应用情况,2004年开始试验低分子压裂液，截止目前在长庆油田推广应用可回收低分子环保型压裂液技术440井次，利用回收液1.35万方，回收液占压裂液总量的45，节约用水1.5万方，节约用水率为48.5，单井组最多重复利用12次，取得了良好的经济效益和社会效益。,部分试验井与邻井储层参数及压裂试排数据表
14、,部分试验井与对比井投产动态数据表,三、液体技术现状及发展,c、高效返排压裂液技术,研发具有低表面张力、且与岩石表面有较大接触角的高效助排剂，以降低流体在储层孔隙中的毛管力。,开发性能优良的胶囊破胶剂，施工过程中实现压裂液精细化控制，优化压裂液体系破胶，实现压裂液的快速高效返排。,目前加砂压裂施工过程中伴注一定量的液氮以提高压裂液的返排。但液氮伴注工艺需要特殊的设备，成本高，操作较复杂，探索研究气井压裂施工时不伴注液氮排液技术，实现压裂液的快速高效返排，降低开发成本。,三、液体技术现状及发展,3、特色液体技术介绍,高效助排剂研发,研发的高效助排剂可显著降低毛管力，关键指标达到了国际同类产品水平
15、。,不同助排剂产品性能对比表,不同助排剂产品岩心接触角对比图,长庆原助排剂产品 高效助排剂 国外公司产品,三、液体技术现状及发展,胶囊破胶剂开发,三、液体技术现状及发展,d、压裂施工的减阻研究,滑溜水压裂液中的减阻剂必须具有较好降摩阻性能和一定的悬浮能力，才能更好的降低施工摩阻，提高液体的携带能力，适当提高砂比，从而更有利于网络裂缝的形成，降低施工难度。 降阻剂在加入湍流流体前后能起到两种作用，具体表现为流量增加和摩阻压降的降低。当输送压力恒定时，减阻效果表现为流量的增加；而当流量一定时表现为摩阻压降的降低。 降阻剂水溶性较好，配制一定浓度的水溶液既可以采用连续混配的方法，也可以采用提前大罐配
16、制的方法。由于溶解需要一定的过程，所以提前配制溶液效果较好。,三、液体技术现状及发展,3、特色液体技术介绍,室内实验结果：降阻剂水溶液减阻率达60.8%，高于相同条件下胍胶水溶液的减阻率54%。,1. 降阻剂；2. 胍胶,减阻效果：测试管段压差及减阻率,测试管段管径：3mm 流速：32m/s,三、液体技术现状及发展,压裂现场配液中常见的问题,1、瓜胶不溶胀 2、液体变质 3、液体交联不好,*压裂液配置程序,主 要 内 容,近年来随着油藏品味的持续下降，开发水平井是实现“少井高产”的主要技术手段，目前已大规模应用于鄂尔多斯盆地中深层油藏。延长油田水平井总量目前不到80口，由于受到经济效益的限定，
17、需要分段压裂改造的井主要分布在吴起、定边、直罗、永宁和杏子川等几个产油大厂。延长油田油区定边采油厂由于受姬嫄高低和陕北斜坡西倾单斜的限定，油藏普遍埋深比其他采油厂大，对应的水平井的深度也大大增加，井深增加意味着水力压裂的施工难度和风险也相应的增加。为了保证延长油田水平井压裂改造的顺利实施，我们有必要深入讨论水平井分段压裂工程环节的风险因素，对这些风险进行识别和控制，以实现三个目的:更早的前期风险识别、更合理的控制措施、成功率更高的水力喷射压裂完井施工。,四、作业环节风险与控制,1.1、安装风险：基础坑绷绳坑太软、绷绳坑太浅引起的重大事故。消减措施：基础底部要用水泥凝固平整结实，绷绳坑绷绳夯实埋
18、深水平井都在3000m左右，同直井相比，管柱下到水平段时拉力比直井较低，管柱在直井受到拉力，在水平段受到压力，一旦卡钻，水平段的阻力比直井要大的多，所以基础底部要用水泥凝固平整结实，绷绳坑绷绳夯实埋深，后绷绳加为6道，以备应付意外事故，例如卡钻后拔钻解卡造成基础下陷、绷绳拔飞。1.2、井口承压太低，压破井口，造成过程事故人员伤亡。 消减措施：严格按照气井标准配备,选用KQ65/70型井口。水平井由于自身改造的复杂性，深井压裂基本上采用水力喷射压裂，决定了各种设施设备安全性相对较高，地层破裂压力达到50MPa以上，所以井口要选用KQ65/70型井口。特别是水力喷砂射孔压裂由于喷嘴直径较小，喷射时
19、油管压力较高，压破地层时套管压力也是很高的，对井口及压裂设备提出更高的要求。在定边区域直井破裂压力达到35MPa以上，水平井油层破裂压力有时甚至超过50MPa以上, 压裂改造比其它区块难度大（斜井比直井改造难度大，大斜度井比斜井改造难度大，水平井改造难度大斜度井改造难度大，尤其是水平井水力喷射压裂改造风险更为突出）。,1、配套安装过程风险控制,四、作业环节风险与控制,1.3防喷器的选择：防喷器压力过低，达不到井控要求，造成井喷故消减措施：配备SFZ18/35防喷器或2SFZ18/35防喷器。水平井压开后地层压力大，产液量高，井喷的风险比较高，相比较FZ14-21防喷器已经不能满足，防喷器按照一
20、级风险井配备，使用SFZ18/35防喷器或2SFZ18/35防喷器。1.4 管线连接1.4.1喷射开后套放闸门关闭不及时造成闸板刺穿，喷射加砂失败。消减措施：地面管线套放在套管闸门处配套连接高压旋塞（承压70MPa），迅速关闭确保压裂加砂连续。2007年，在定边张涝弯地79-45井（生产井）进行水力喷射压裂，未安装高压旋塞，喷射开后，立即关闸门，但是闸门关住时，闸板已经刺了，压裂被迫停止，试油队立即更换闸门，换好后又开始喷射压裂，再次关闸门，闸板仍然刺了，压裂再次被迫停止，无闸门更换借用压裂队高压旋塞使水力喷射压裂顺利完成,四、作业环节风险与控制,1.4.2套放管线异常高压（如喷射不开或砂堵）
21、，放喷时拔出地锚造成人员伤害。消减措施：地面管线深埋固定，所有地锚全部采用螺旋地锚用水泥加固，管线出口不能正对水面，管线出口要和水面成45度夹角，出口弯头建议采用120度锻造弯头。1.4.3油放连接：油放管线异常高压（例如砂堵突然解堵），放喷时拔出地锚管线。消减措施：油放连接井口闸门出口连接放喷油嘴套，再安装高压三弯活动弯头，以便于安装拆卸，然后连接油管至排污坑，出口处利用高压锻造三通，管线出口不能正对水面，管线出口要和水面成45度夹角，出口弯头建议采用120度锻造弯头。,四、作业环节风险与控制,由于水平井井眼轨迹的特殊性，大大地增加了大修和打捞的难度，因此作业过程中的防卡和防掉落物对于水平井
22、尤为重要。所有的措施作业及所下的大直径工具都存在遇卡的风险，必须按设计要求进行通井，在井筒干净无套变，井眼畅通无阻的情况下才能进行下步作业。通井的风险与控制：2.1选用工具不当造成的卡钻。消减措施：严格核对设计，根据套管内径和井下情况，按施工设计选择直径和长度相符合的通井规和刮削器，下入前应检查是否完好，不得因工具误下造成卡钻。2.2水平段变形造成通井规卡死。消减措施：通井过程中要防止水平段套管变形卡住通井规，所以要在通井规前面带一个长度大于1.5m、直径73mm的斜尖，防止由于套管变形将通井规直接卡死的意外事故。2.3非倒角钻具水平段卡钻事故。消减措施：经造斜点60至平段的工具、钻杆和油管均
23、要带倒角。防止非倒角工具、钻具上提时接箍台阶卡在套管内接箍处造成卡钻事故。,2、通洗井、刮削过程风险控制,四、作业环节风险与控制,2.4通井时套管（葫芦形）部分变形造成卡钻事故。消减措施：操作平稳，进入造斜度60至水平段起下速度在20根/小时内，采取下2根提1根无超负荷后方可下入，即使造成卡钻将卡钻事故处理难度将到最低。防止因套管部分葫芦形变形，钻具在自身重量下通过，上提时遇阻，只能下放但是无法起出，造成卡钻事故。2.5水平段遇阻加压太高，造成意外事故。消减措施：通井管柱下放速度每分钟小于30m，狗腿度大于60时，控制管柱下放速度每分钟小于5m。下任何工具遇阻，不得顿压猛放，加压不得大于30K
24、N。起出工具要认真检查，描述磨损变形情况，并及时上报下步安全施工的依据。2.6下刮削速度太快造成遇阻造成顿钻事故。消减措施：刮削管柱下放速度每分钟小于15m，分级箍位置以下至水平段控制管柱下放速度每分钟小于5m，刮削遇阻，加压不得大于30KN,四、作业环节风险与控制,3.1油管脱落井内造成落物卡钻。消减措施：由于水平井井深，水平段过长，钻具在水平段不像直井那样处于悬挂状态，平趟在水平段，螺杆泵工作状态跟直井不一样，平稳控制排量加强管柱活动频次。钻头一直向平躺其一方旋转，难于钻掉另一方水泥，导致活动钻具时螺杆泵有卡钻的风险，钻头在旋转情况下，很容易让造斜点到入窗点及水平段油管倒扣脱落。3.2磨穿
25、套管风险。消减措施：长时间没有进尺，应该上提钻具活动，以其调整角度。 由于钻井过程中水平段并不是像图上那样是一条光滑的曲线，所以钻头一旦与管壁不成180度的夹角，就会磨穿套管壁的风险，所以如果长时间没有进尺，应该上提钻具活动，以其调整角度。3.3管柱反转水龙带打扭伤人。消减措施：磨钻过程中，不可顿钻或者将钻具压在井底。循环正常初时接触塞面时，要缓慢，否则会造成管柱反转。正常钻进要控制一定钻压，使用 YL100型螺杆钻具时，以钻压为34kN为宜。,3、水平井磨钻过程风险控制,四、作业环节风险与控制,4.1钳牙、小件工具掉入井内造成卡钻。消减措施：测井（测三样）目前测井直井段测井队能够测到45度处
26、，斜度再大就需要试油队下油管配合，利用油管传输测水平段，测井时井口无法装封井器始终处于敞开的状态，所以要防止小件物品掉入井内（例如钳牙、小件工具等），就要在上卸扣时在井口盖覆上毛毡，防止落物。4.2电缆固定卡子磨断掉入井内造成卡钻。消减措施：利用专用塑料卡子固定电缆。测井队为了保护电缆防止电缆不与井口摩擦，每下20-30m要在油管上卡一个卡子，一定要用塑料卡子，要防止铁卡子或铁丝卡绳时在井内壁磨断掉入井内，造成卡钻事故。例如：2010年10月在罗平18井测井过程中，用专用塑料卡子，待起出测井钻具起出时已经有三个塑料卡子掉入井内，但是造不成事故，如果是铁的就有可能造成卡钻。,4、测井（测三样）过
27、程风险控制,四、作业环节风险与控制,5.1油管质量不合格压断油管。消减措施：选用正规厂家的N80EUE油管，下压裂钻具组合前要对油管进行无损检查，壁厚达不到要求的坚决不能使用，防止压裂过程破裂压力太高压断油管5.2钻具位置不符合设计要求引起工程质量事故。削减措施：现场作业人员必须严格按设计配钻具，反复校对无误后方可下钻，且下钻深度调整以电测校深为准，确保喷射器位置与设计要求误差小于0.5m，避免封隔器和喷射器在接箍位置造成事故。5.3压裂液不符合要求，施工过程砂堵引起卡钻。削减措施：在压裂液、酸液配制和施工过程中，针对水质情况可利用柠檬酸和碳酸钠进行调节，严格按照设计加料，压裂液性能及数量必须
28、符合设计要求，防止提前脱砂造成砂堵。施工严格按设计执行，遇到压力上升等异常情况，及时采取降低砂比、停砂等应急处置措施，压后要充分循环，直至返出液无砂粒方可进行下步施工。,5、水力喷射压裂过程风险控制,四、作业环节风险与控制,5.4液体腐蚀造成人身伤害。削减措施：在压裂液、酸液配制和施工过程中，作业人员应穿戴相应的劳保护具。配酸及液体、酸化作业要穿防酸服，戴防酸手套及护目镜，施工过程中要对酸液与身体接触部位立即进行清洗。5.5高压管线断脱。削减措施：井口附近高压区域，非操作人员严禁进入高压危险区。施工时操作人员应按规定进行高压管线的连接（保险绳进行缠绕且用木方垫实）、试压等工作，所使用的高压阀件
29、必须经过检验合格。5.6多段喷射压裂造成喷嘴和封隔器损坏造成加砂窜位造成砂卡。消减措施：建议目前一趟钻具最多改造两段，或者开发研制高强度喷射器,选择合适材料，有效延长喷射工具寿命十分关键。5.7压裂过程中套管异常高压套房管线开关不当，拔出管线伤人。控制措施：异常高压时开套放的程序，先关套放闸门，在打开油管旋塞，然后用闸门控制放喷，不至于使压力释放太快，造成事故。压裂过程中套管异常高压超过40MPa（例如：破裂压力太高压不开、压裂过突然砂堵等），如果立即快速开高压旋塞，压力释放太快，有可能将套放管线拔起。,四、作业环节风险与控制,5.8放喷时间太长刺穿堵头伤人。控制措施：压裂后油嘴控制放喷：在罗
30、平18井压裂后用10mm油嘴控制放喷，放喷15min，油放口砂子返出，放喷20min时将放喷油嘴套上堵头卸下，堵头被砂子刺出深1.3cm的坑，建议用油嘴放喷时，砂子返出后立即更换控砂油嘴控制放喷。5.9压裂后冲砂排量控制不当造成砂卡。消减措施：压力控制在12MPa以内尽可能提高到最大排量。水平井改造多采用水力喷射分段射孔加砂压裂与小直径封隔器联作技术进行改造，压裂后，为了防止冲掉喷嘴，放喷反冲设计不大于排量600L/min，但是在部分井第三喷点压裂后严格按照设计排量，冲砂合格后，上提钻具遇阻，后经分析是是冲砂排量太小，液体上返时走了捷径，从喷嘴返出，未从眼管返出，同时排量太小仅仅把水平段管柱上
31、面的砂子冲走，水平段管柱下面的砂子未能冲掉，所以上提管柱遇阻，后活动5次无效，座井口继续反冲，排量控制到800L/min，又冲出大量的砂子，冲砂合格后，上提钻具，正常提出。在压裂第四段时，喷嘴封隔器未损坏，正常压裂。为了防止压裂后卡钻，建议对水平井一趟钻具改造两段时，压力控制在12MPa以内尽可能提高到最大排量提高到800-1000L/min,以降低压裂后砂卡的风险。,四、作业环节风险与控制,5.10压裂后下油管冲砂过程中造成管柱脱落，造成工程事故。控制措施：每冲10根油管后砂子从油管返出后，不再下油管冲砂，开始循环反冲，等油管内无砂粒反出，继续下油管冲砂，以此类推，直到冲到设计位置将将砂子冲
32、彻底。例如：在罗平18井砂面560.45m，共计冲砂58根，从开始冲砂到油管内砂子反出共计下10根油管，此时大量砂子返出，油管母扣上全是砂子，用液压钳上扣，液压钳经常被返出的砂子卡死不能用，对扣时由于母扣上有砂子，容易造成斜扣，用管钳在水中将油管很难紧，有可能造成油管脱扣，造成重大事故。我们在现场立即分析原因，进行五次循环才将砂子冲完。5.11冲砂过程返液异常造成卡钻。控制措施：冲砂过程中如井下异常（如不返液、遇阻、管柱提放负荷异常等），则起管提出水平段以上井斜小于60的安全位置，再定措施，不在无水力循环的状态下管柱在水平段停留。,四、作业环节风险与控制,同时冲砂防卡控制措施： 5.11.1施
33、工前保养好设备，保证修井机和水泥车运转良好，保证指重表、压力表等关键仪表准确。 5.11.2要求冲砂液以安全快速，不损害油气层，有利于砂粒运移上返 及低成本为目标，具有高携砂能力、抗剪切、低摩阻和低伤害油层的特点。 5.11.3水平井冲砂管柱：斜尖73mm+倒角油管+73mm油管至井口； 5.11.4套管内冲砂均采用反循环，以地层砂不要进入水平段环空为宜，防止形成“砂床”而增大管柱的摩阻系数，造成卡钻。 5.11.5冲砂过程中要求慢放，勤活动，快接单根，接单根之前充分循环，防止沉砂堵塞和砂卡发生。 5.11.6泵车必须用大排量循环，排量不小于800L/min 。 5.11.8严禁用大直径工具进
34、行冲砂作业（如通井规、螺杆钻之类）。 5.11.9在整个冲砂作业过程中，排量和泵压要严格按施工指挥人员的要求操作，并及时开泵和停泵。 5.11.10水平段过长、有套变或返液不正常等卡钻风险大的井，可提请用连续油管冲砂。,四、作业环节风险与控制,6.1抽汲过程钢丝绳油管内打扭，拔断钢丝绳。控制措施：水力喷射压裂完后，不能自喷的井要对其更换光油管进行排液抽汲，为了防止钢丝绳在斜度太大的井段放不下去，造成钢丝绳油管内打扭，造成钢丝绳拔断事故，控制措施：将油管最深下到造斜度45度以内。6.2抽汲过程中抽子或加重钻杆掉进井内造成工程事故。控制措施：抽汲钻具选用斜尖+38mm双公直嘴子+油管至井口，此钻具
35、即满足冲砂要求，同时又满足抽汲时抽子和加重钻杆意外脱落只能掉到油管内，不能掉套管内入井内。,6、排液产产风险控制,四、作业环节风险与控制,主 要 内 容,2013年水平井压裂改造效果,1、作业周期下雨耽误，用水量大，测声幅队伍较少，施工压力高、井内钻具工具损坏快，平均单井作业周期28天；2、作业难度王盘山长8层施工压裂较高，油管加砂很难提高排量，喷嘴损坏快，工程风险相对较大；东仁沟长7层加砂难度大，汽油比高，井控风险较大；新安边长6层放喷时间长;3、改造效果,主 要 内 容,作业现状及管理建议,1、喷射压力与排量不匹配，造成严重事故,第1段压裂，设计喷点位置3390.0m、3400.0m。喷射
36、阶段压力偏低，由40.0-45.6-36.4-38.2-34.7MPa逐渐降低，因此施工排量由2.8-3.0-3.2-.3.6m3/min逐级调整，后期加砂无异常，施工结束。,2、长8储层施工压力较高，对压裂设备、人员技术水平要求较高,作业现状及管理建议,作业现状及管理建议,3、突破泥岩需要更高的压力,4、掉喷嘴，压力下降5-6MPA,作业现状及管理建议,5、通井通不到完钻井深,由于固井作业加压时间不够或阻流环胶圈破损，往往会在遗留井底30-80米，甚至几百米水泥塞或水泥环。3.1水泥塞 磨钻（反洗排量、钻压），王平4井、高平1井，对固井技术提出更高的要求3.2水泥环 光油管-螺杆钻+三牙轮钻
37、头-通井规+大排量反洗,作业现状及管理建议,6、井筒试压不合格,6.1井底漏失 一般情况下，由于水平井固井难度较大，水泥在凝固时间段往往由于重力作用在水平段失水，所以水平段顶部是不可能被完全充填；灰量计算误差，凝固加压时间不够，都会造成井底未完全固住，导致井底漏失 6.2寻找漏失点 先验直井段，用Y221封隔器，要注意坐封重量 再验井底，要注意封隔器坐封位置和坐封压力 6.3直径段漏失 6.4水平段漏失 对套管质量、下套管单根检查、固井水泥配方和固井技术要求更高,作业现状及管理建议,7、高压状态泄压速度太快，挤扁油管,作业现状及管理建议,作业现状及管理建议,8、弯曲摩阻在最上部段较大，需段塞降压,作业现状及管理建议,9、压裂作业环节现状及管理建议,作业现状：总体平稳、改造效果较好，单井平均产量为直井3倍以上，在诸多方面仍有较大的提升空间： 1、缺乏统一规范的水平井井下作业规范和监督准则； 2、作业队伍技术水平参差不齐，对作业过程异常判断的经验需进一步提高； 3、对水平井作业环节的风险认识不足，设备配套不能完全满足高风险井要求； 4、对各作业工艺和入井工具的优缺点分析不够，易导致严重事故； 5、井眼轨迹和固井技术还需深入研究。 建 议：分专业建立水平井作业的技术规范、质量控制和监督准则，加大技术人员培养力度，加强现场实施环节的质量和安全监管力度；,
